PROCESO DE PRODUCCION Y MANEJO DE CRUDOS PESADOS Y EXTRAPESADOS CON ALTO % DE AGUA Y

SEDIMENTOS A NIVEL DEL SUBSUELO COMO A NIVEL DE SUPERFICIE

REGÍMENES DE FLUJO DE FLUIDOS EN TUBERÍAS

Existen diferentes tipos de flujo de fluidos en tuberías:

Flujo laminar. Existe a velocidades más bajas que la critica. se determina que hay flujo laminar cuando el numero de Re ( Reynolds ) es menor de 2000.

Flujo transicional. Se determina cuando el número de Re tiene valores entre 2000 y 4000.

Flujo turbulento. Existe a velocidades mayores que la critica. Es determinado cuando el número de Re tiene valores mayores a 4000.

Figura 1.1. Flujo Laminar, Transicional y Turbulento

Numero de Reynolds.

El Número de Reynolds es un grupo adimensional que permite distinguir entre flujo laminar y flujo turbulento.

(1)

(2) (3)

En la mayoría de las aplicaciones prácticas, el flujo en una tubería circular es laminar para Re ≤ 2300, turbulento para Re ≥ 4000, y transicional entre ellos, es decir:

Re ≤ 2300 flujo laminar2300 ≤ Re ≥ 4000 flujo transicional Re ≥ 4000 flujo turbulento

Patrones de Flujo Multifásico en Tuberías Horizontales

En tuberías horizontales, el diámetro de la tubería es la variable más importante en este caso y la fricción generada a lo largo de la tubería. A continuación patrones de flujo multifásico en tuberías horizontales:

Flujo Estratificado: las tasas de flujo son relativamente bajas, por lo que las fases se separan por el efecto de la gravedad. Flujo Ondulante: es muy parecido al estratigráfico, se diferencian en la interface entre el líquido y el gas, donde las velocidades son mayores para el gas.Flujo burbuja: ocurre cuando existen velocidades de flujo del gas muy bajas en comparación con las velocidades del líquido. Las burbujas de gas se encuentran dispersas en la fase continua de líquido. Flujo tapón de gas y tapón de líquido: existe un flujo alternado entre el líquido y el gas en la tubería. Se forman tapones, ya sean de líquido o gas.Flujo Anular: este patrón se genera cuando la tasa de flujo de gas es muy alta, por lo que el gas se abre paso y fluye por el centro de la tubería mientras que el líquido se distribuye como película en las paredes de la tubería. Flujo Neblina: el gas es la fase continua y el líquido se encuentra disperso en forma de pequeñas gotas.

Bombas y su clasificación

El bombeo puede definirse como la adición de energía a un fluido para moverse de un punto a otro. Una bomba es un transformador de energía. Recibe la energía mecánica, que puede proceder de un motor eléctrico, térmico, etc., y la convierte en energía que un fluido adquiere en forma de presión, de posición o de velocidad.

Las bombas pueden clasificarse sobre la base de las aplicaciones a que están destinadas, los materiales con que se construyen, o los líquidos que mueven.

Bombas y su clasificación

DinámicasEn las cuales se añade energía continuamente, para incrementar las velocidades de los fluidos dentro de la máquina a valores mayores de los que existen en la descarga, de manera que la subsecuente reducción de velocidad dentro, o más allá de la bomba produce un incremento de presión. Estas, a su vez, subdividen en otras variedades de bombas centrífugas y de otros efectos especiales.De Desplazamiento Positivo. En las cuales se agrega energía periódicamente mediante la aplicación de fuerza a una o más piezas móviles para un número deseado de volúmenes.Clasificación de las bombas de desplazamiento positivo:Las bombas de desplazamiento se dividen esencialmente en los tipos reciprocantes y rotativas, dependiendo de la naturaleza del movimiento de los miembros que producen la presión.Tipo Reciprocantes. Las bombas reciprocantes son unidades de desplazamiento positivo que descargan una capacidad definida de líquido durante el movimiento del pistón o émbolo a través de la distancia de carrera. El pistón puede ser accionado mediante vapor, motor de combustión o por un motor eléctrico.Tipo Rotatorias de Tornillo. Las bombas rotativas de tornillo son unidades de desplazamiento positivo, en el cual el flujo a través de los elementos de bombeo es verdaderamente axial en lugar de lanzar el líquido como en una bomba centrífuga este tipo de bomba lo atrapa, lo empuja contra la caja fija en forma muy similar a como lo hace el pistón de una bomba reciprocante, pero a diferencia de esta última, la bomba rotatoria de tornillo descarga un flujo continuo. Aunque generalmente se le considera como bombas para líquidos viscosos, pueden manejar casi cualquier líquido que este libre de sólidos abrasivos.

Completacion del pozo

REJILLAS O "LINERS" RANURADOS.Las rejillas o "liners" ranurados sin empaques con grava, constituyen la manera más sencilla de controlar la producción de arena en pozos horizontales dependiendo lógicamente del grado de consolidación de la arena a producir. Este mecanismo debe emplearse, sólo si se tiene una arena bien distribuida y limpia, con un tamaño de grano grande, porque de lo contrario la rejilla o forro terminará taponándose. Las rejillas y "liners" actúan como filtros de superficie entre la formación y el pozo, puesto que el material de la formación se puentea a la entrada del "liner". Las rejillas y los "liners" ranurados previenen la producción de arena basados en el ancho de las ranuras o aperturas para el flujo, denominado también calibre, creando así un filtro que permite la producción de petróleo.REJILLAS PRE-EMPACADAS.Las rejillas pre-empacadas son un filtro de dos-etapas con las envolturas externas e internas de la rejilla que entrampan el medio filtrante. El medio filtrante (típicamente grava) no deja pasar los granos de la Formación más pequeños, esta arena actúa como agente puenteante cuando se produce arena de Formación mientras que la envoltura exterior de la rejilla filtra los granos de la Formación más grandes, las rejillas pre-empacadas se aplican en zonas donde la utilización del empaque con grava es difícil (zonas largas, pozos muy desviados, pozos horizontales y Formaciones heterogéneas).

Completacion del pozo

COMPLETACIONES A HOYO REVESTIDO CON EMPAQUE CON GRAVA.El empaque con grava en "Hoyo Revestido" es una de las técnicas de control de arena más comúnmente utilizada por la industria petrolera. Este método de control de arena utiliza una combinación de rejilla y grava para establecer un proceso de filtración en el fondo del pozo. La rejilla es colocada a lo largo de las perforaciones y un empaque de grava con una distribución adecuada de arena es colocado alrededor de la rejilla y en las perforaciones. Después de esto, la arena del empaque de grava en las perforaciones y en el anular de la rejilla-revestidor filtra la arena y/o finos de la formación mientras que la rejilla filtra la arena del empaque con grava.Ventajas de una completación a hoyo revestido con empaque con grava.Existen facilidades para completación selectiva y para reparaciones en los intervalos productores.Mediante el cañoneo selectivo se puede controlar con efectividad la producción de gas y agua.La producción de fluidos de cada zona se puede controlar y observar con efectividad.Es posible hacer completaciones múltiples.Desventajas de una completación a hoyo revestido con empaque con grava.Se restringe las perforaciones del cañoneo debido a la necesidad de dejar la rejilla en el hoyo.Taponamiento debido a la formación de escamas cuando el agua de inyección se mezcla con el fluido de completación a base de calcio usado durante el empaque con grava.Pérdida de fluidos durante la completación causa daño a la formación.Erosión / corrosión de la rejilla debido a la arena que choca contra cualquier superficie expuesta.

Métodos de levantamiento artificial

Cuando la energía natural de un yacimiento es suficiente para promover el desplazamiento de los fluidos desde el yacimiento hasta el fondo del pozo, y de allí hasta la superficie, se dice que el pozo fluye “naturalmente”, es decir, el fluido se desplaza como consecuencia del diferencial de presión entre la formación y el fondo del pozo. Posteriormente como producto de la explotación del yacimiento la presión de éste disminuye, esto implica que la producción de fluidos baja hasta el momento en el cual, el pozo deja de producir por sí mismo. De allí que surja la necesidad de extraer los fluidos del yacimiento mediante la aplicación de fuerzas o energías ajenas al pozo, a este proceso se le denomina Levantamiento Artificial.

Existen diversos Métodos de Levantamiento Artificial entre los cuales para crudos pesados se encuentran los siguientes:

a) Bombeo Mecánico Convencional (BMC)b) Bombeo Electrosumergible (BES)c) Bombeo de Cavidad Progresiva (BCP)

Métodos de levantamiento artificial

Bombeo Mecánico ConvencionalEste Método consiste fundamentalmente en una bomba de subsuelo de acción reciprocante, abastecida con energía suministrada a través de una sarta de cabillas. La energía proviene de un motor eléctrico, o de combustión interna, la cual moviliza una unidad de superficie mediante un sistema de engranajes y correas. Bombeo ElectrosumergibleEste Método de Levantamiento Artificial es aplicable cuando se desea producir grandes volúmenes de fluido, en pozos medianamente profundos y con grandes potenciales. Sin embargo, los consumos de potencia por barril diario producido son también elevados, especialmente en crudos viscosos. Una instalación de este tipo puede operar dentro de una amplia gama de condiciones y manejar cualquier fluido o crudo, con los accesorios adecuados para cada casoBombeo de Cavidad ProgresivaLas bombas de Cavidad Progresiva son máquinas rotativas de desplazamiento positivo, compuestas por un rotor metálico, un estator cuyo material es elastómero generalmente, un sistema motor y un sistema de acoples flexibles. El efecto de bombeo se obtiene a través de cavidades sucesivas e independientes que se desplazan desde la succión hasta la descarga de la bomba a medida que el rotor gira dentro del estator. El movimiento es transmitido por medio de una sarta de cabillas desde la superficie hasta la bomba, empleando para ello un motor – reductor acoplado a las cabillas. Este tipo de bombas se caracteriza por operar a baja velocidades y permitir manejar altos volúmenes de gas o sólidos en suspensión, así como también son ideales para manejar crudos pesados y extrapesados.

Bombeo mecánico convencional (BMC)

Bombeo mecánico convencional (BMC)

Ventajas Desventajas- Puede cambiarse fácilmente la tasa de producción cambiando la

velocidad de bombeo o la longitud de la carrera. - Se puede disminuir la presión de entrada de la bomba para

maximizar la producción. - Usualmente es el método de levantamiento artificial más

eficiente. - Pueden intercambiarse fácilmente las unidades de superficie. - Pueden utilizarse motores a gas si no hay disponibilidad eléctrica. - Puedes usar controladores de bombeo para minimizar golpe de

fluido, costos de electricidad y fallas de cabillas. - Puede ser monitoreado de manera remota con un sistema

controlador de bombeo. - Puedes usar modernos análisis dinamométricos de computadora

para optimizar el sistema.

- Es problemático en pozos desviados. - No puede usarse costa afuera por el tamaño

del equipo de superficie y la limitación en la capacidad de producción comparado con otros métodos.

- No puede manejar producción excesiva de

arena. - La eficiencia volumétrica cae drásticamente

cuando se maneja gas libre. - Las tasas de producción caen rápido con

profundidad comparada con otros métodos de levantamiento artificial.

- No es oportuno en áreas urbanas.

Bombeo electosumergible (BES)

Bombeo electosumergible (BES)

Ventajas Desventajas

-Puede levantar altos volúmenes de fluidos.

-Maneja altos cortes de agua (Aplicables en costa a fuera).

-Puede usarse para inyectar fluidos a la formación.

-Su vida útil puede ser muy larga.

-Trabaja bien en pozos desviados

-No causan destrucciones en ambientes urbanos .

-Fácil aplicación de tratamientos contra la corrosión y formaciones de escamas.

-No tiene casi instalaciones de superficie a excepción de un control de velocidad del motor.

-La motorización es eléctrica exclusivamente y el motor se encuentra en la bomba misma al fondo del pozo.

-Inversión inicial muy alta.

-Alto consumo de potencia.

-No es rentable en pozos de baja producción.

-Los cables se deterioran al estar expuestos a temperaturas elevadas.

-Susceptible a la producción de gas y arena.

-Su diseño es complejo.

-Las bombas y motor son susceptibles a fallas.

-Es un sistema difícil de instalar y su energización no siempre es altamente confiable.

Bombeo de cavidades progresivas (BCP)

Bombeo de cavidades progresivas (BCP)

Ventajas Desventajas- Habilidad para producir fluidos altamente viscosos. - Habilidad para producir con altas concentraciones de

arena. - No se bloquea al producir con altos porcentajes de gas

libre. - Ausencia de válvulas o partes reciprocantes evitando

bloqueo o desgaste de las partes móviles. - Bajos costos de inversión inicial. - Bajos costos de energía. - No hay fluctuaciones en el consumo de energía. - Simple instalación y operación. - Bajo mantenimiento. - Equipos de superficie de pequeñas dimensiones.

- Resistencia a la temperatura máxima de 350 °F o 178 °C. - Alta sensibilidad a los fluidos producidos ya que los

elastómeros pueden hincharse o deteriorarse con el contacto de ciertos fluidos por periodos prolongados de tiempo (aromáticos, aminas, H2S, CO2, etc.).

- Opera con bajas capacidades volumétricas cuando se

producen cantidades de gas libre considerables evitando una buena lubricación.

- Tendencia del estator a daño considerable cuando la

bomba trabaja en seco por periodos de tiempo relativamente cortos.

- Desgaste por contacto entre las varillas de bombeo y la

tubería de producción puede tornarse un problema grave en pozos direccionales y horizontales.

- Los sistemas están propensos a altas vibraciones en el

caso de operar a altas velocidades requiriendo el uso de anclas de tubería y estabilizadores o centralizadores.

Proceso de transferencia de calor

Existen dos tipos generales de procesos; a saber: 1) Sin cambio de fase, conocida también como calor sensible y 2) con cambio de fase. El proceso sin cambio de fase, involucra operaciones de calentamiento y enfriamiento de fluidos donde la trasferencia de calor resulta solamente en cambios de temperatura; mientras que en el cambio de fase, la operación se traduce en una conversión de líquido a vapor o de vapor a líquido; es decir, vaporización o condensación. Muchas aplicaciones involucran ambos tipos de procesos. A continuación los mecanismos de transferencia de calor: Conducción Es un mecanismo de transferencia de energía térmica entre dos sistemas, basado en el contacto directo de sus partículas sin flujo neto de materia y que tiende a igualar la temperatura dentro de un cuerpo y entre diferentes cuerpos en contactos por medio de ondas.Convección Es una de las tres formas de transferencia de calor y se caracteriza porque esta se produce a través del desplazamiento de partículas entre regiones con diferentes temperaturas. La convección se produce únicamente en materiales fluidos.RadiaciónEl fenómeno de la radiación consiste en la propagación de energía en forma de ondas electromagnéticas o partículas subatómicas a través del vacío o de un medio material.La radiación presenta una diferencia fundamental respecto a la conducción y la convección: las sustancias que intercambian calor no tienen que estar en contacto, sino que pueden estar separadas por un vacío.

Calentadores

Calentadores Equipo principal existente en las Estaciones de Flujo, que genera energía calorífica (BTU) para calentar las tuberías o serpentines por donde fluye petróleo, para elevar y/o mantener su temperatura. Un calentador es un intercambiador de calor que aumenta la temperatura de una corriente de fluido, sin que normalmente ocurra un cambio de fase. Como fuente de calor puede utilizarse una corriente de servicio, tal como vapor de agua, aceite caliente, etc. La función principal de un calentador es proveer cantidades específicas de calor, con el fin de calentar un fluido. El calentador debe ser capaz de ejecutar esa actividad sin producir sobrecalentamiento de sus componentes y del fluido. El diámetro del calentador se define en término de su diseño, de su capacidad de absorción de calor o de su rendimiento.Beneficio de los calentadores Modifica de la tensión interfacial, que hay entre las moléculas de petróleo y agua facilitando el proceso de decantación o separación.Reduce la viscosidad del crudo para facilitar su movilidad.Reduce el consumo de productos químicos en el tratamiento de emulsiones.

Esquema de producción mediante calentamiento

En este caso, los pozos estimulados por vapor producen el crudo a una temperatura mínima suficiente para lograr llevarlo desde el fondo del pozo hasta las estaciones de flujo en donde la mezcla multifásica crudo-agua-gas es sometida a un proceso de separación, a fin de despojar al crudo del gas. El crudo con agua es recalentado en hornos ubicados en la estación de flujo, y bombeado a través del sistema de oleoductos hasta la Estación Central de Deshidratación. En la sección de deshidratación de la estación central se separan el crudo y el agua. En este caso, también se requiere diluente para deshidratar, por lo que éste se añade, se recupera y se recircula a nivel de planta con su eventual reposición. El agua de formación se envía a una planta centralizada de tratamiento de afluentes para su posterior disposición.

En la figura se muestra el esquema del recorrido general mediante la técnica de calentamiento del crudo pesado o extrapesado desde el yacimiento hasta los terminales de embarque para ser comercializado.Ventajas del sistema de calentamientoInstalaciones de menor tamaño que en el caso de dilución. Se eliminan los gastos de transporte y almacenamiento del diluente hacia las unidades de producción.El gas usado como combustible para los hornos es más económico que el diluente

Dilucion

DiluenteEs una sustancia que se utiliza para disminuir la concentración o la viscosidad de un cuerpo sólido o espeso y así lograr mayor fluidez. Dilución de Crudo Pesado y ExtrapesadoLa dilución de crudos extrapesados es un proceso mediante el cual se mezcla un crudo extrapesado (flujo primario) con otro fluido menos viscoso, el cual recibe el nombre de diluente. Esto permite obtener una mezcla con una viscosidad intermedia entre la del fluido primario y la del diluente. El diluente puede ser un crudo liviano o un crudo mediano. También se puede usar como diluentes fluidos como gasóleos, kerosén, nafta y otros. La nafta es una mezcla de hidrocarburos que se encuentran refinados parcialmente, obtenidos en la parte superior de la torre de destilación atmosférica.

Principales Razones para el Uso de Diluente en la Producción, Recolección y Transporte de Crudos Extrapesados.Una de las principales razones para usar diluente, es obtener una mezcla con una viscosidad que permita su bombeo desde la formación (yacimiento) hasta la superficie y que también pueda ser bombeable a través de líneas de superficie, equipos de tratamiento y oleoductos.Al diluir el crudo se logra:Reducir el consumo de energía eléctrica.Mejorar el desplazamiento de fluidez en la línea de producción.

Efectos de la inyección de diluente

La inyección de diluente influye de distintas maneras en el comportamiento del pozo dependiendo del lugar en el que se realice. En superficie Se mejora el desplazamiento del fluido a través de las líneas de flujo, reduciendo pérdidas por fricción al aumentar la gravedad API y disminuir la viscosidad. Facilita la posterior deshidratación de la mezcla y separación del gas. El aumento de la movilidad en la línea de producción ocasiona una reducción en la presión de cabezal, disminuyendo la presión que tiene que vencer la bomba al nivel de cabezal. En subsuelo La mezcla crudo-diluente es mejor, lo que incrementa la movilidad del fluido optimizando el trabajo.Mecanismo de levantamiento implementado. Reduce las pérdidas por fricción a través de la tubería eductora.

A través del tramo vertical el flujo será bifásico y continuará de la misma manera hasta llegar a los separadores, en donde el flujo vuelve a ser monofásico. Es importante mencionar que para crudos pesados la liberación del gas se observara una vez alcanzado el punto de pseudo-burbuja.

Emulsiones

Emulsiones Las emulsiones son sistemas dispersos constituidos por dos líquidos inmiscibles en los cuales la fase en suspensión (fase interna o dispersa) se encuentra en forma de pequeñas gotas contenida en la fase externa (fase continua o dispersante). La estructura de las emulsiones está estabilizada por un agente surfactante llamado emulsionante. Clasificación de las emulsiones Según la naturaleza de la fase dispersa, se pueden distinguir los siguientes tipos de emulsiones: Emulsiones de aceite en agua (O/W): emulsión que contiene gotas de aceite dispersadas en agua. Esta es la emulsión normal para todas las aplicaciones con excepción de la producción del petróleo, en la cual se denomina emulsión inversa. Emulsiones de agua en aceite (W/O): emulsión que contiene gotas de agua dispersadas en aceite. Esta es la emulsión normal para los petroleros e inversa para las demás aplicaciones. Emulsiones múltiples (W/O/W u O/W/O): emulsión que contiene una porción de la fase externa dispersada en forma de pequeñísimas gotas dentro de las gotas de la fase interna.

Estación de Flujo

Una estación de flujo es donde se realizan el tratamiento del crudo que viene de las áreas o campos de explotación, para su posterior traslado a la estación de descarga más cercana y de allí al patio de tanque principal de recepción y bombeo de crudo. El concepto moderno de una estación se refiere al conjunto de equipos inter-relacionados para recibir, separar, almacenar temporalmente y bombear los fluidos provenientes de los pozos ubicados en su vecindad. Existen varios métodos de producción para transportar el crudo desde los pozos hasta las estaciones. El método más común para transportar el fluido desde el área de explotación a la estación es impulsarlo a través de un sistema de tuberías.

TIPOS DE ESTACIONES DE FLUJO.Existen dos tipos de estaciones de flujo: Manual: cuando sus funciones requieren personal de operación durante las 24 horas. Semiautomáticas: cuando partes de sus funciones se realizan con controles automáticos, exigiendo personal de operación para cumplir con el resto de las mismas.

Proceso de Manejo del Petróleo dentro de una Estación de Flujo

El proceso de manejo se puede dividir en etapas generales, entre las que se encuentran: etapa de recolección, separación, depuración, calentamiento, deshidratación, almacenamiento y bombeo.Es importante mencionar que en todas las Estaciones de Flujo ocurre el mismo proceso, por lo que podemos decir que estas etapas son empleadas en un gran número de estaciones; luego de pasar por estas etapas, los distintos productos pasarán a otros procesos externos a la estación. A continuación se describe cada una de las etapas por las que pasan los fluidos provenientes de los pozos:Etapa de Recolección Esta es una de las etapas más importantes del proceso y consiste en recolectar la producción de los diferentes pozos de una determinada área a través de tuberías tendidas desde el pozo hasta la Estación de Flujo respectiva, o a través de tuberías o líneas provenientes de los múltiples de petróleo, encargados de recibir la producción de cierto número de pozos o clusters.

Etapa de Separación Una vez recolectado, el petróleo crudo o mezcla de fases (líquida y gas) se somete a una separación líquido–gas dentro del separador. La separación ocurre a distintos niveles de presión y temperatura establecidas por las condiciones del pozo de donde provenga el fluido de trabajo. Después de la separación, el gas sale por la parte superior del recipiente y el líquido por la inferior para posteriormente pasar a las siguientes etapas. Es importante señalar que las presiones de trabajo son mantenidas por los instrumentos de control del separador.

Proceso de Manejo del Petróleo dentro de una Estación de Flujo

Etapa de Depuración Por esta etapa pasa únicamente el gas que viene de la etapa de separación, y lo que se busca es recolectar los restos de petróleo en suspensión que no se lograron atrapar en el separador, además de eliminar las impurezas que pueda haber en el gas, como lo son H2S y CO2. El líquido recuperado en esta etapa es reinsertado a la línea de líquido que va hacia el tanque de lavado o de almacenamiento según sea el caso, el gas limpio es enviado por las tuberías de recolección a las plantas de compresión o miniplantas, y otra cantidad va para el consumo interno del campo cuando se trabaja con motores a gas.Etapa de medición de petróleo El proceso de medición de fluidos y posterior procesamiento de datos, se hace con la finalidad de conocer la producción general de la estación y/o producción individual de cada pozo.La información sobre las tasas de producción es de vital importancia en la planificación de la instalación del equipo superficial y subterráneo, tales como la configuración de los tanques, tuberías, las facilidades para la disposición del agua y el dimensionamiento de las bombas. Algunas de las decisiones más importantes de la compañía están basadas en las los análisis hechos por los ingenieros de petróleo, cuyo trabajo es ampliamente dependiente de la información de la prueba de pozos.

Proceso de Manejo del Petróleo dentro de una Estación de Flujo

Etapa de Calentamiento Después de pasar el crudo por el separador, la emulsión agua-petróleo va al calentador u horno, este proceso de calentamiento de la emulsión tiene como finalidad ocasionar un choque de moléculas acelerando la separación de la emulsión. Este proceso es llevado a cabo únicamente en las estaciones en tierra debido a las limitaciones de espacio que existe en las estaciones que están costafuera (mar, lago, etc.), y para petróleos que requieran de calentamiento para su manejo y despacho. Etapa de Deshidratación del petróleo Después de pasar por la etapa de calentamiento, la emulsión de petróleo y agua es pasada por la etapa de deshidratación con la finalidad de separar la emulsión y extraer las arenas que vienen desde los pozos. Luego el petróleo es enviado a los tanques de almacenamiento y el agua a los sistemas de tratamiento de efluentes. Etapa de Almacenamiento del Petróleo Diariamente en las Estaciones de Flujo es recibido el petróleo crudo producido por los pozos asociados a las estaciones, este es almacenado en los tanques de almacenamiento después de haber pasado por los procesos de separación y deshidratación y luego, en forma inmediata, es transferido a los patios de tanque para su tratamiento y/o despacho.

Proceso de Manejo del Petróleo dentro de una Estación de Flujo

Etapa de Bombeo Después de pasar por las distintas etapas o procesos llevados a cabo dentro de la Estación de Flujo, el petróleo ubicado en los tanques de almacenamiento es bombeado hacia los patios de tanques para su posterior envió a las refinerías o centros de despacho a través de bombas de transferencia.

COMPONENTES BÁSICOS DE UNA ESTACIÓN DE FLUJO.

Todas las Estaciones de Flujo para realizar sus funciones, necesitan la interrelación operativa de una serie de componentes básicos, como son: Múltiples o recolectores de entrada.Líneas de flujo.Separadores de petróleo y gas.Calentadores y/o calderas.Tanques.Bombas. Generalmente, las estaciones de flujo están diseñadas para cumplir un mismo fin o propósito, por tal razón, los equipos que la conforman son muy similares en cuanto a forma, tamaño y funcionamiento operacional. Sin embargo, las estructuras de éstas y la disposición de los equipos varían entre una filial y otra.

Separadores

El término "separador de petróleo y gas" en la terminología del argot petrolero es designado a un recipiente presurizado que es utilizado para separar los fluidos producidos de pozos de petróleo y gas en componentes líquidos y gaseosos. Un recipiente de separación puede ser llamado de las siguientes formas: Separador de petróleo y gas.Separador.Separador por etapas.Trampa.Recipiente de retención, tambor de retención, trampa de retención, retenedor de agua, retenedor de líquido.Cámara de separación flash, recipiente de separación flash, o trampa de separación flash.Separador por expansión o recipiente de expansión.Depurador (depurador de gas), de tipo seco o húmedo.Filtro (filtro de gas), de tipo seco o húmedo.Filtro-Separador. Estos recipientes de separación son normalmente utilizados en locaciones de producción o plataformas cerca del cabezal, tubo múltiple o unidad de tanques para separar los fluidos producidos del pozo, en líquido y gas.

Separadores

Tipos de separadores de producciónLos separadores de petróleo y gas son fabricados en tres configuraciones básicas: vertical, horizontal y esférico. La selección de una unidad particular para ser utilizada en cada aplicación se basa usualmente en cual obtendrá los resultados deseados a los costos más bajos de equipo, instalación y mantenimiento. Separadores horizontalesLos separadores horizontales normalmente son más eficientes en el manejo de grandes volúmenes de gas que los tipos verticales porque las gotas líquidas caen de manera perpendicular al flujo de gas en la sección de asentamiento de gravedad, y se asientan más fácilmente de la fase de gas continua. Además, debido a que el área de interfaz es más grande en un separador horizontal, es más fácil que las burbujas de gas, que salen de la solución cuando el líquido se aproxima al equilibrio, alcancen el espacio de vapor. In términos de un proceso de separación de gas – líquidos, los separadores horizontales serían preferidos. Estos recipientes de separación son normalmente utilizados en locaciones de producción o plataformas cerca del cabezal, tubo múltiple o unidad de tanques para separar los fluidos producidos del pozo, en líquido y gas.

Separadores

Separadores verticales En esta configuración el flujo de entrada entra al recipiente por un lado. A igual que con el separador horizontal, el desviador de ingreso hace la separación bruta inicial. El líquido fluye hacia abajo a la sección de recolección de líquidos en el recipiente, y luego baja a la salida de líquidos. Cuando el líquido llega al equilibrio, las burbujas de gas fluyen en sentido contrario a la dirección del flujo de líquidos y eventualmente migran al espacio de vapor. El controlador de nivel y la válvula de descarga de líquidos opera de la misma forma como en el separador horizontal. El gas fluye sobre el desviador de ingreso y luego arriba hacia la salida de gas. En la sección de asentamiento de gravedad, las gotas de líquido caen hacia abajo, en sentido opuesto a la dirección del flujo de gas. El gas pasa por la sección de fundición / extractor de neblina antes de salir del recipiente. La presión y el nivel son mantenidos de la misma forma que en el separador horizontal.

Calentadores y/o calderas

Se define como un equipo donde se genera calor que se obtiene de la combustión de combustibles, generalmente líquidos o gaseosos, con el oxígeno del aire; usualmente se suministra aire en exceso. En ellos los gases que resultan de la combustión ocupan la mayor parte del volumen de calentamiento. Este contiene varias cámaras formadas por una serie de tuberías con serpentines y por cuyo interior circula el fluido que se desea calentar con el calor que genera la combustión. Por el interior de la caja circula el fuego generado por los quemadores, el cual es transmitido al crudo que la rodea. Durante este proceso el crudo alcanza una temperatura de 190 F aproximadamente. Este proceso se realiza en dos o tres etapas. Luego el crudo con el agua caliente es desplazado hasta el tanque de lavado. Aquí también el gas que se suministra por la parte superior del calentador impulsa a la mezcla hasta el tanque de lavado. Este proceso se hace con la finalidad de facilitar la extracción del agua contenida en el petróleo. Las funciones del calentador son: • Calentar la emulsión hasta el punto requerido para conseguir la fácil separación de petróleo y

el agua.

• Eliminar la mayor parte del gas de la emulsión.

• Separar cantidades apreciables de agua libre, si se encuentran.

Deshidratacion

En esta etapa el crudo va a deshidratación, donde el sistema de calentadores eleva su temperatura de entrada bajo un proceso de transferencia de calor, esto con el fin de lograr una separación más efectiva entre el petróleo y el agua. Al avanzar por el sistema el crudo llega al patio de tanques, donde pasa inicialmente a un tanque de separación de petróleo y agua, conocido como tanque de lavado, y de allí pasa a los tanques de almacenamiento.Una vez que el crudo es producido a nivel de fondo de pozo, la producción proveniente de los diferentes pozos se lleva a un múltiple de producción, compuesto a su vez por tres submútiples de acuerdo a la presión de línea en baja, alta y de prueba. Está constituido por tuberías de 6 pulgadas de diámetro a través de las cuales circula la mezcla gas-crudo-agua que pasará posteriormente a los separadores gas-líquido donde se elimina el gas disuelto.Luego, la emulsión pasa a un separador gravitacional para eliminar el agua libre y el crudo no emulsionado. La emulsión restante se lleva al sistema de tratamiento seleccionado para la aplicación de calor y/o corriente eléctrica, y finalmente el crudo separado pasa a un tanque de almacenamiento. El punto de inyección de química es a la salida del múltiple de producción, antes de los separadores, como se muestra en la figura.

Deshidratacion

Tanques de Lavado Son aquellos equipos mecánicos (recipientes), sometidos a una presión cercana a la atmosférica que reciben un fluido multifásico y son utilizados en la industria petrolera para completar el proceso de deshidratación de crudo dinámicamente, es decir, en forma continua; para la separación del agua del crudo. Por lo general, antes de entrar a un tanque de lavado, las emulsiones son sometidas a un proceso de separación gasíquido en separadores convencionales. Durante este proceso se libera la mayor parte del gas en solución. Esto permite que la cantidad de gas que se libera en un tanque de lavado sea relativamente pequeña.El agua contenida en el crudo se puede separar en el tanque de lavado mediante gravedad. Sin embargo, cuando el agua y el crudo forman emulsiones, es necesario comenzar su tratamiento antes de que ingresen al tanque de lavado. Esto se hace generalmente mediante el uso de calor y/o química demulsificante. Uno de los parámetros más importantes en el análisis de un tanque de lavado, es el tiempo de retención. Este se define como el tiempo que debe pasar la emulsión en el tanque, para que el petróleo y el agua se separen adecuadamente. Usualmente se requiere que el petróleo a su salida del tanque de lavado posea un promedio de agua igual o inferior a 1 %. Los tiempos de retención varían entre 4 y 36 horas.

Deshidratacion

Estos recipientes de separación son normalmente utilizados en locaciones de producción o plataformas cerca del cabezal, tubo múltiple o unidad de tanques para separar los fluidos producidos del pozo, en líquido y gas.

Rompimiento de la emulsiónPromover el acercamiento entre las gotas de las fase dispersa, disminuyendo la separación entre las misma, promueve su coalición, aumenta la tendencia a la coalescencia por lo tanto disminuye la estabilidad de la emulsión.La tasa a la se produce el rompimiento de una emulsión es función de: 1-Película interfacial.2-Existencia de barreras eléctricas.3-Viscosidad de la fase continúa4-Tamaño de las gotas.5-Relación entre el tamaño de las fases6-Temperatura.7-pH8-Edad.9-Salinidad.10-Tipo del crudo.

Desalación

El proceso de desalación consiste en la remoción de las pequeñas cantidades de sales inorgánicas, que generalmente quedan disueltas en el agua remanente, mediante la adición de una corriente de agua fresca (con bajo contenido de sales) a la corriente de crudo deshidratado.Posteriormente, se efectúa la separación de las fases agua y crudo, hasta alcanzar las especificaciones requeridas de contenido de agua y sales en el crudo.Las sales minerales están presentes en el crudo en diversas formas: como cristales solubilizados en el agua emulsionada, productos de corrosión o incrustación insolubles en agua. Cuando el crudo es procesado en las refinerías, la sal puede causar numerosos problemas operativos, tales como disminución de flujo, taponamiento, reducción de la transferencia de calor en los intercambiadores, taponamiento de los platos de las fraccionadoras. La salmuera es también muy corrosiva y representa una fuente de compuestos metálicos que puede envenenar los costosos catalizadores. Por lo tanto, las refinerías usualmente desalan el crudo de entrada entre 15 y 20 PTB. (El desalado en campo reduce la corrosión corriente aguas abajo (bombeo, ductos, tanques de almacenamiento). Adicionalmente la salmuera producida puede ser adecuadamente tratada para que no cause los daños mencionados en los equipos y sea inyectada al yacimiento, resolviendo un problema ambiental.

Desalación

Consideraciones de diseñoLa cantidad de agua requerida en el proceso es una función de la:- Salinidad del agua emulsionada y del agua fresca.- Cantidad de agua emulsionada.- Eficiencia de mezclado.- Nivel de deshidratación.- Especificación del contenido de sal en el crudo requerida o PTB.

Espero les sea de mucha ayuda la

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